零序过流误动分析
断路器三相不一致保护误动分析及防范措施
断路器三相不一致保护误动分析及防范措施摘要：断路器三相不一致保护是为了防止在220kV及以上电压等级线路中，由于人为操作或自动重合过程中，存在因三相非同期合闸、单相重合失败等导致的非全相运行时出现的负序、零序分量危害电气设备，甚至引起断路器越级跳闸情况的发生。
目前，电力系统普遍采用的断路器本体三相不一致保护方案，其起动回路取自断路器跳合位辅助触点，回路简单，可靠性高。
关键词：断路器；三相不一致；保护误动；防范措施一、断路器三相不一致保护（一）对电网安全稳定运行的影响电网处于三相不一致运行状态时，系统中出现的零序和负序分量会对保护的动作性能产生影响，甚至引起零序保护误动作，同时也会对发电机、变压器等电气设备产生一定危害。
因此，需断路器三相不一致保护及时跳开三相开关，使系统恢复对称运行。
例如，线路保护中的两段零序过流时间分别取5s和7s。
线路断路器三相不一致动作时间取2s，防止本级线路三相不一致运行时，相邻零序过流保护误动作。
220kV及以上电压等级的电网中，为保持线路在单相接地故障情况下的输电能力，增强系统稳定性，线路保护通常采用单相跳闸、单相重合的方式，当线路重合于永久性故障时，线路保护再三相跳闸切除故障。
因此，对于单相重合闸的断路器，三相不一致保护动作时间按躲过单相重合闸时间整定，对于三相重合闸和没有重合闸的断路器，动作时间一般整定为0.5s或1s。
例如220kV双母线主接线的线路断路器，其单相重合闸时间一般整定为0.5s，三相不一致时间一般整定为2s，母联断路器三相不一致时间一般整定为0.5s；500Kv 3/2主接线常规完整串的线路单相重合闸一般为边断路器优先重合，中断路器待边断路器重合成功后再重合，当边断路器和中断路器的重合时间分别整定为0.8s和1.1s时，其断路器三相不一致时间一般均整定为2s。
基于上述分析，一方面，断路器三相不一致保护应尽快动作，使处于三相不一致的系统恢复三相对称状态；另一方面，断路器三相不一致保护应在线路保护单相重合闸等功能动作后再动作。
直流输电中换流变压器零序过流保护的探讨
直流输电中换流变压器零序过流保护的探讨刘家军;罗明亮;徐玉洁【摘要】针对银川极l换流变压器在空充时Y0/Y换流变零序过流误动导致开关跳闸这一事故展开思考,通过理论分析发现,换流变压器网侧发生接地故障时,流经Y0/Y换流变压器中性点和Y0/△换流变压器中性点零序电流的大小有很大差异.同时,建立仿真模型并以南方电网在许继集团的换流变保护装置RTDS试验中数据和波形为佐证.综合分析后得出:对于Y0/Y换流变压器而言,其零序过流保护没有投入的必要.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2014(047)006【总页数】4页(P22-25)【关键词】高压直流输电;换流变压器;零序过流保护;接地故障;零序电抗;RTDS 【作者】刘家军;罗明亮;徐玉洁【作者单位】许继电气股份有限公司,河南许昌 461000;许继电气股份有限公司,河南许昌 461000;许继电气股份有限公司,河南许昌 461000【正文语种】中文【中图分类】TM7740 引言高压直流输电在远距离大容量输电和电力系统联网方面具有明显的优点，已在我国西电东送和全国联网工程中发挥了重要的作用[1-3]。
在高压直流输电系统中，换流变压器是十分重要的设备，通过换流变压器实现了交流系统和直流部分的电气绝缘和隔离，同时为换流阀提供相位差为30°的换相电压。
换流变压器组通常由Y0/Δ接法的变压器和Y0/Y接法的变压器构成[4-5]。
换流变压器处在交流电和直流电互相变换的核心位置，其可靠性和可用性对于整个系统尤为关键，因此换流变压器保护应该根据其自身的特点尽可能地完善并可靠动作[6-7]。
1 问题的提出2012年4月14日，银川换流站在年度检修完成后对极1换流变压器充电期间，Y0/Y换流变压器零序过流保护1段动作，跳开换流变压器进线开关和极控ESOF。
查Y0/Y换流变压器零序Ⅰ段定值为0.15 A，延时为6 s，二次谐波闭锁功能未投入。
调取故障录波器的录波后发现，换流变压器在充电时刻，Y0/Y换流变压器的A、C相出现了较大励磁涌流，Y0侧中性点流过较大的不平衡电流。
厂用6kV系统零序保护误动及二次接线的分析
１ 给 水 泵 运 行 方 式 及 保 护 配 置 情 况
大唐鲁 北发 电有 限责任 公司有 ３台电动给水泵 ， 正常情况 下， ２台给水 泵运行 ， ２台给水 泵备 用 ， 机 组启 、 停 或低 负荷 时， 可 １ 台给水泵运 行。给水泵 电机 额定功 率为 ５ １ ０ ０ ｋ Ｗ， 配有南 京东 大金 智 电气 自动 化 有 限公 司 ＷＤＺ 一 ４ ３ ０综合 保护 装 置和 ＷＤＺ 一 ４ ３ １ 差 动保 护装 置 。其 中给 水泵 Ａ、 Ｂ只 有 １个 电源 供 电， 电动给水 泵 Ｃ有 Ｉ、 Ｉ Ｉ ２个 电源供 电 ， Ｉ、 Ｉ Ｉ 电源 合 闸互相 闭锁 ， 正常运 行时只 能投 入 １ 个 电源 。
现以 １ 机厂用系统为例进行说 明。 根据对屏蔽线接地 的要求 ， 由图 １ 可 以看到 ： 在用 ６ｋ ＶＢ段 流保护定值的由来介绍一下， 零序过 电流保 护是根据最小运行方 式下 撑 １ 厂用 高变 ６ ｋ Ｖ 电动给水泵 Ｃ Ｉ Ｉ 电源送 电给水泵 时，此电缆回路中有 ３个屏蔽 线 的接地 点， 电缆 １ 屏蔽线 ３在零序 Ｃ Ｔ１以下直接接地 ， 电缆 ２ 母线任一 点发生单相接 地时 的最 小短路 电流 为参 考进行计算 ， 厂高变低压侧 为中阻接地系统 。 屏蔽线 ５在零序 Ｃ Ｔ １以下直接接地 ，以上屏蔽线接 地都是正确 需要指 明的是 １ 的。再来 看屏蔽线 ４ ， 它作为 电缆 １另一头 的屏蔽线 ， 对于零 序 Ｃ Ｔ ２来说应穿过零序 Ｃ Ｔ ２后接地 ， 但仍然存在零序 电流 ， 后将 屏
蔽 线 ４去 掉 后 零 序 电流 消 失 ， 给 水 泵 正 常运 行 时保 护 不 再 误 动 。
群 １ 厂高变低压侧中性点经 ４ ０ Ｑ 电阻接地 ， 其 电阻标 幺值为：
10kv零序电流产生原因10kV电机零序电流保护的误动原因分析
10kv零序电流产生原因10kV电机零序电流保护的误动原因分析10kV零序电流产生的原因：1.对称故障：当系统中发生对称故障时，即发生a相、b相、c相同时的故障，会引起系统中的零序电流。
对称故障可以是短路故障或接地故障。
2.非对称故障：当系统中发生非对称故障时，即发生任意两相间的不对称故障，也会引起系统中的零序电流。
非对称故障可以是相间短路故障、接地故障或相间断线故障。
3.三相不平衡负载：在三相供电系统中，如果负载不平衡，即三相负载电流不相等，会引起系统中的零序电流。
4.非线性负载：非线性负载如电弧炉、电子设备等会引起谐波电流产生，而谐波电流会引起系统中的零序电流。
10kV电机零序电流保护的误动原因分析：1.误动定值设置不合理：零序电流保护装置的误动定值设置过低，容易引起误动。
当系统中存在非对称故障时，会产生零序电流，但如果误动定值设置过低，即低于实际零序电流值，就会误判为故障从而产生误动。
2.故障传导：在系统中，零序电流会通过接地线路或相间电容传导，此时如果电容接地点不可靠或电容大小不合适，会导致零序电流误判为故障产生误动。
3.负载谐波电流：如前所述，非线性负载会产生谐波电流，而谐波电流会引起系统中的零序电流。
当谐波电流超过零序电流保护装置的动作定值时，会误判为故障产生误动。
4.电力系统变动：电力系统存在较大变动如电压波动、频率变化等，会引起电机零序电流的波动，如果零序电流保护装置对这些变动非常敏感，也可能产生误动。
总结：为了防止电机零序电流保护的误动，应注意以下几点：1.合理设置零序电流保护装置的动作定值，根据实际情况进行调整，避免过低的误动定值。
2.提高系统的可靠性，确保接地系统的安全可靠，电容的选用合适。
3.对非线性负载进行合理调整和控制，避免谐波电流的产生。
4.选择合适的零序电流保护装置，具有较强的抗干扰能力和适应性。
5.对电力系统进行良好的维护与管理，确保电力系统的稳定性和正常运行。
一起站用变多次跳闸事故的原因分析与整改措施
一起站用变多次跳闸事故的原因分析与整改措施作者：林依青来源：《机电信息》2020年第11期摘要：针对某110 kV变电站一起站用变多次在本站10 kV馈线近区接地故障跳闸时出现低压零序过流保护动作而跳闸的事件，分析了事故原因，指出了站用变电流回路存在的缺陷，并提出了整改措施。
关键词：站用变;电流回路;跳闸原因0 引言变电站的站用变系统是整个变电站正常运转所需能量的来源，其能否安全稳定运行直接影响着变电站直流供电系统的稳定性[1]。
低压站用变系统的变压器中性点一般采用直接接地的方式，除了过流保护之外，还需装设零序过流保护作为站用变接地保护的后备保护，其中，低压侧零序电流取自站用变低压侧接地中性线回路中的零序CT二次侧。
本文介绍了某110 kV变电站一起站用变多次在本站10 kV馈线近区接地故障时出现低压零序过流保护动作而跳闸的事件，分析了事故原因，并提出了相应的整改措施。
1 事故过程该110 kV变电站10 kV接线为单母线分段接线。
站用变系统由2台10 kV站用变压器组成，容量均为160 kVA，分别挂在10 kV Ⅰ母线和Ⅱ母线上。
站用变低压380 V侧是單母线分段接线。
为了保证站用电的供电可靠性，2台站用变互为备用，即当某台站用变因故障跳闸或停电检修时，另一台站用变将带上这台退出运行的站用变的交流负荷[2]。
2019年9月至2020年4月，该110 kV变电站连续发生4次#2站用变低压侧零序保护动作跳闸事件，同时伴有站内10 kV馈线近区接地故障引发零序保护动作跳闸事故的发生，具体情况如表1所示。
2020年4月8日，该站的10 kV a线站外发生近区接地故障，一次零序电流值为199 A，大于整定值，馈线零序保护正确动作。
同时，#2站用变保护装置测得低压侧一次零序电流值为378 A，大于整定值，导致站用变低压侧零序I段保护动作跳闸。
因在继保室#2站用变变低进线柜的低压侧零序CT的一次侧装设有临时故障录波监测装置，测得馈线故障发生时此处的一次零序电流很小。
《零序保护误动跳闸分析》
《零序保护误动跳闸分析》一、事件前运行方式110kv马田i回、马田Ⅱ回并列运行对110kv田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kvⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kv运行于110kvⅠ母；110kv马田i回、田通i回、南田、田中线运行于110kvⅠ母；110kv马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kvⅡ母。
田头变一次接线图二、设备情况110kv马田i回、马田Ⅱ回保护装置：型号psl-621d，南京南自；110kv大田线（田头变）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年8月投运；110kv大田线（大梁子电站）保护装置：型号dpl-11d，南京恒星；xx年3月投运；110kv大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年9月投运。
三、保护报警信息110kv田头变在xx年5月31日20时42分57秒110kv马田i回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器，20时42分57秒大田线保护启动见图3。
对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5km处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。
图1.马田Ⅱ回动作报告图2.马田Ⅰ回动作报告图3.大田线保护启动报告图4.t大田线保护跳闸信号（咪三站）图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）四、保护动作分析故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110kv大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成（雷雨天气），大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80ms后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kv大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆b、c相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。
变电站站用变变低零序接线方式分析
变电站站用变变低零序接线方式分析摘要：站用变兼接地变是变电站配电系统的重要组成部分，一方面负责提供站内380V交流系统的供电，另一方面为配电系统提供接地方式，在系统接地保护时与故障点形成零序通路。
本文通过一起因站用变兼接地变变低零序CT接线错误引起跳闸事件引出变低零序的接线方式对系统运行的分析，并提出现场整改的措施。
关键词：零序保护；零序CT；交流系统前言根据《广东电网公司变电站站用交流电源系统技术规范》要求：“低压侧中性点直接接地的站用变压器，宜装设下列单相接地短路保护之一：（1）装在站用变压器低压侧中性线上的零序过电流保护；（2）利用高压侧的过电流保护，兼作单相短路保护；（3）保护装置带时限动作于站用变压器各侧断路器跳闸。
”对于6-10kV配电变压器，当利用高压侧过流保护兼做低压侧单相电流保护灵敏系数不满足要求时，大多采用接于低压侧中性线上的零序电流保护，但现场实际施工时，往往由于未能正确安装零序CT的位置，导致保护误动作。
1事故事件简介110kV某某站10kV F25 A线发生瞬时接地故障，接地故障持续692毫秒（未达到零序过流时间0.7秒），接地故障返回前109毫秒#3站用变兼接地变保护低压侧零序过流保护启动，2秒后低压侧零序过流保护动作值达到1.2A，保护动作出口跳高压侧534开关，开关在36毫秒后分闸到位。
F25保护瞬时接地返回后，故障#3站用变兼接地变保护并没有返回。
经过现场分析，F25发生瞬时接地故障，10kV母线非故障相电压抬升，磁通饱和，导致绕组铁芯（铁磁材料）的运行工况变到了非线性区，瞬时故障返回后，因剩磁的影响，逐渐离开非线性区的过程中产生零序电流，造成站用变兼接地变低压侧零序过流保护动作。
同时,低压侧零序保护所用零序CT错误接在中性点引出线靠近负荷侧上，不能正确反映低压侧接地的故障,因高压侧接地故障或负荷不平衡时产生零序电流而引起误动作。
图1 零序CT接于中性线引出线靠近负荷侧2四种典型接线方式故障情况下电流流向图及误动情况分析1.零序CT接于中性点引出线靠近本体侧站用变的中性点抽头出来后经过零序CT后到接地排上，再连上低压电缆。
例析间隙保护动作事故成因及对策
例析间隙保护动作事故成因及对策对于中性点装设接地刀闸和放电间隙的变压器，根据电网运行方式，变压器中性点可直接通过接地刀闸接地运行，也可经间隙接地运行，即通常所说的不接地运行。
在中性点不接地运行时，配置间隙零序过流、零序过压保护作为接地故障的后备保护。
近年来电力系统发生了多起主变中性点放电间隙保护误动事件，不仅造成了主变停运，也给电网安全稳定运行和可靠供电造成了严重影响。
因此，应充分考虑系统中各种因素对间隙保护的影响，使其发挥正常的功能和作用。
1 事故经过与分析由图1可知，事故前运行方式为110kV线路单供变电站110kV 1M、2M母线，本站相当于终端负荷站，#1、#2主变中性点均不接地运行。
#1主变供35kV 1M、10kV 1M母线及其相关10kV线路运行；#2主变供35kV 2M母线、10kV 2M母线及相关10kV线路运行；10kV母联开关在分位位置，分段备自投投入。
图1 变电站一次接线图图2 变电站二次电压录波图事故发生时，110kV线路发生C相接地故障，线路对侧开关保护距离I段、零序过流I段保护动作跳闸，对侧开关检线路无压重合成功。
本侧开关未跳开。
故障同时，本站#1主变零序过压保护动作，#1主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为230V；#2主变零序过压保护动作，#2主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为260V（主变保护中性点零序过压保护定值为180V）。
由本站出线开关及主变保护动作报告及录波图可知，对侧开关跳闸后，本站侧开关仍有明显短路电流流向故障点，其中，#1、#2主变10kV侧均有提供短路电流；#1、#2主变同跳后，10kV 1M、2M母线电压未即时消失，其中10kV 2M母线电压支撑了6275ms 后才完全消失。
综上分析，初步判定本次#1、#2主变跳闸原因为：110kV线发生C相故障，对侧开关保护正确动作切开开关后，由于本侧#1、#2主变不接地运行，同时相当数量小电源的存在，导致两台主变中性点零序电压升高，#1、#2主变中性点零序过压保护动作后切除主变三侧开关。
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关于三复线零序过流保护误动的分析1事故情况简介：2011年7月23日，达州电力集团复兴变电站九复线末端九节滩水电站的开关与电流互感器之间发生C相接地故障，同时B相断线，110kV 三复线开关Y3零序Ⅰ段保护动作，跳开开关Y3，而九复线开关Y2零序Ⅰ段保护出口，但未跳闸，造成复兴变电站全站失电。
2事故前运行方式：复兴变电站三复线开关Y3，九复线开关Y2均处于运行状态。
三里坪的Y4和九节滩的Y1也都处于运行状态。
三复线Y3和Y4采用了新世纪的EDCS7210线路保护装置。
九复线Y1和Y2采用南瑞的DSA8343光纤纵差线路保护装置。
检查开关Y2的保护配置，投入接地距离ⅠⅡⅢⅣ段保护，相间距离ⅠⅡⅢⅣ段保护，光纤纵差保护,零序ⅠⅡⅢⅣ段过流保护（方向退出）。
检查开关Y2的保护配置，投入零序ⅠⅡⅢⅣ段方向过流保护，接地距离ⅠⅡⅢⅣ段保护，相间距离ⅠⅡⅢⅣ段保护。
故障发生时，九节滩水电站Y1处发生C相接地同时B相短线。
Y1处,距离Ⅰ段保护动作跳开开关Y1，但由于故障发生在开关与互感器之间,故障仍未消除。
Y2与Y3零序Ⅰ段保护基本同时出口，但Y3先跳闸,消除故障,Y2返回。
此时Y3是复兴变电站唯一的电源开关，故造成复兴变电站全站失电。
3保护动作情况分析3.1保护动作报告分析根据Y2，Y3的故障录波报告显示，几乎是同时存在C相接地故障与B相断线故障，A相正常运行。
Y2处零序一段故障电流达到1700 A，超过整定电流值1340A。
Y2保护出口属正常动作。
Y3故障录波显示，故障电流达到1700A，超过其整定电流1540A，10ms后CPU零序Ⅰ段保护启动，大约30-40ms过后，Y3跳闸。
但由于故障位于Y3反方向，Y3零序过流保护保护应闭锁，故此次动作为误动。
3.2保护装置检查情况检查Y2，Y3的保护定值无误，模拟故障时刻的二次电流电压度对保护装置进行模拟实验，保护装置均不动。
模拟正方向故障实验，保护均正确动作。
Y2，Y3保护二次接线检查无误。
3.3保护误动原因分析查看新世纪EDCS7210技术说明书，发现其保护零序方向过流元件，即使用装置自产零序电压3U0与零序电流3I0，又使用外接零序电压3U0与零序电流3I0。
外接零序电压与自产零序电压相位有可能不一致。
而零序电流采用外接零序电流，当外接零序电流超过自产零序电压100度时，外接零序电压落在反方向区，而自产零序电压落在正方向区，与故障点方向相反。
此时无TV短线发生，按照零序保护逻辑应采用自产零序电压，保护装置判断为正方向故障，且动作电流大于零序一段定值，导致零序一段反方向误动。
在Y1处发生接地故障时，短路电流经大地流入复兴变电站1#主变中性点，导致TV安装处中性点相位偏移，导致自产零序电压相位失真，是这次零序保护发生反方向误动的根本原因。
又由于此次故障发生于九复线开关与电流互感器之间，位置极为特殊，在Y1开关断开之后，故障仍未消除。
同时由于Y2与Y3保护装置型号不同，DSA8343零序一段出口约有0.1S的延时，而EDCS7210保护动作出口很快，超前动作。
正常运行时，不管是自产零序电流还是外接零序电流，数值都很小，近似于0；自产零序电压和外接开口三角电压也是这种情况，因而零序过流保护的一些不安全因素很难被发现。
同时由于此次故障现象比较特殊，既有短路故障又有接地故障，且同时发生，造成非全相运行，在这种情况下，方向元件误动可能性很大。
4改进措施4.1可在Y3的零序Ⅰ段过流保护加0.1S延时，以确保发生类似故障时，Y2先跳闸。
4.2为防止非全相运行状态中又产生振荡时零序电流保护误动作，常采用两个第一段组成的四段式保护。
灵敏一段是按躲过被保护线路末端单相或两相接地短路时出现的最大零序电流整定的。
其动作电流小，保护范围大，但在单相故障切除后的非全相运行状态下被闭锁。
这时，如其他相再发中故障，则必须等重合闸重合以后靠重合闸后加速跳闸，使跳闸时间长，可能引起系统相邻线路由于保护不配而越级跳闸，故增设一套不灵敏一段保护。
不灵敏一段是按躲过非全相运行又产生振荡时出现的最大零序电流整定的。
其动作电流大，能躲开上述非全相情况下的零序电流，两者都是瞬时动作的。
5预控措施5.1保护配置方面零序方向过流保护固定采用自产零序电流和自产零序电压。
这时，只要保证所接入的三相电流和三相电压的极性正确，就可以保证零序方向过流保护正确动作，从而防止了因采用外接零序电流和开口三角电压，电流或电压极性接反造成零序方向保护反方向误动，而区内正方向拒动。
5.2定值管理方面保护整定人员在整定保护定值时，首先要掌握保护装置的工作原理，搞清每项定值的意义；其次，要熟悉现场施工图纸，防止出现类似整定用外接零序电流，而实际未接入外接零序电流的状况；再次，要考虑到当变压器三相参数不同所引起的不对称运行，或空投变压器时产生的不平衡励磁涌流，可能造成零序过流保护误动作的情况。
审核人员要认真把关。
保护工作人员在调整保护定值时，要认真细致，对有疑问的地方要及时与整定人员联系。
另外，定值调整后，要由另外一名保护人员进行认真复核，严防误整定。
5.3运行维护方面运行维护方面需要从保护装置安装调试、投运、巡检、校验等多个环节把关。
5.3.1 安装调试环节调试应在接线完成后进行。
首先，查清TA 及TV 的极性及所有由互感器端子到保护屏的连线，防止接线错误；其次，进行整组试验时，要按保护定值单进行，试验项目应完整，这样可以及时发现类似整定用外接零序电流，而实际未接入外接零序电流的状况；再次，要认真检查端子排的螺丝是否松动，保护压板的螺丝是否松动。
5.3.2 投运环节用系统工作电压及负荷电流进行检验是对交流二次回路接线是否正确的最后一次检验，事先要做出检验的预期结果，以保证装置检验的正确性。
5.3.3 巡检环节保护巡检时，要认真检查保护装置显示是否正常，保护定值是否正确。
5.3.4 校验环节保护校验时，要准备好有关的图纸资料，要遵守有关的保护检验规程，按定值单上的定值认真进行试验；另外，还要检查端子排及压板上的螺丝是否松动。
只有这样才能起到保护校验应有的作用。
达州电力集团电网结构间析1达州电力集团有限公司110KV环网结构简析：1.1电网概况：110KV变电站：4个三里坪变电站，复兴变电站，西外变电站，斌郎变电站主变：6台三里坪变电站2*31500 KV A，复兴变电站2*20000KV A，西外变电站1*50000 KV A，斌郎变电站1*31500 KV A；总容量184500 KV A 110KV线路：9条亭三线LGJ-185/12.18KM（国网联网点），罗三线LGJ-185/12.25KM（3*13000 KV A），江三线LGJ-185/32.2KM1*17000 KV A），九复线LGJ-185/23.2KM（2*22000 KV A），三复线LGJ-185/13.8KM，三塔线LGJ-185/8.6KM，斌塔线LGJ-185/12KM，斌复线LGJ-185/20.03KM，斌竹线LGJ-185/44.17KM 理论最大自供容量100000 KV A。
前四条为电源线路，后面四条线路形成环网结构。
九复线建成后，公司形成了以三里坪变电站为电源支撑，复兴变电站为重要的电源点的双电源结构。
四个110KV变电站通过四条110KV线路形成环网，极大的提高了公司供电的可靠性。
1.2 110KV电网不足之处：1.2.1 110KV变电站未能完全满足N-1准则：变电站有两台以上变压器，并由两条以上回路供电。
变电站失去一回进线或者一台主变时，能保证向下一级配电网供电。
复兴变电站：110KV母线未分段。
斌郎变电站：目前一期工程只有一台主变（随后改造可增加一台主变）。
西外变电站：110KV母线（GIS设备）无法分段，只有一台主变。
1.2.2 110KV开关未完全实现无油化近年来新建的斌郎变电站，复兴变电站所用110KV开关均为SF6断路器，三里坪变电站经过改造后绝大部分开关为SF6断路器，但仍有江三线，三塔线开关为以前的少油式断路器。
西外变电站采用GIS设备为SF6断路器。
1.2.3主变保护与线路保护未完全采用单元箱保护：主变：西外，复兴，斌郎变电站主变均采用微机保护，可靠性高。
三里坪变电站主变保护还采用电磁式继电器保护，可进行综合自动化改造。
线路：亭三线（RCS941A），罗三线（RCS941A），江三线（电磁式继电保护)九复线DSA8343，三复线EDCS7210，三塔线PSL622C斌塔线DSA8343斌复线DSA8343斌竹线DSA8343可见，110KV线路只有江三线不是单元箱保护，可择机改造。
2达州电力集团有限公司35KV配电网结构简析2.1电网概况：变电站：5个北外变电站，曹家梁变电站，河市变电站，金垭变电站，赵家变电站主变：10台北外变电站（2*20000KV A），曹家梁变电站（2*16000KV A），河市变电站（2*10000KV A），金垭变电站（2*8000KV A），赵家变电站（2*4000KV A）总容量116000 KV A35KV线路：11条三北线，罗北线，三曹一回，三曹二回，西河线，金河线，西金线，金赵线，三西线，舵金线，三小线。
35KV电网主要是以三里坪变电站35KV母线和西外变电站35KV母线为电源点，曾放射状向外扩展。
河市变电站，金垭变电站和西外35KV母线形成环网，同时北外变电站和金垭变电站35KV母线分别有来自罗江口水电站和舵石鼓水电站来的电源。
在金垭变电站和赵家变电站的10KV母线有来自中门堰水电站的电源。
35KV变电站基本实现了双电源，在其中一回进线断电时能继续向用户供电。
2.2 35KV电网不足之处：2.2.1 35KV变电站未能完全满足N-1准则：变电站有两台以上变压器，并由两条以上回路供电。
变电站失去一回进线或者一台主变时，能保证向下一级配电网供电。
公司所有35KV变电站均有两台主变。
但曹家梁变电站的三曹一回与三曹二回均来自三里坪变电站35KV母线的同一段，又无单独的水力电源点。
可考虑从西外出一条35KV线路到曹家梁，实现三里坪35KV母线，西外35KV母线，曹家梁三个变电站35KV等级的环网。
北外变电站有一条独立的水力电源支撑点罗北线，同时有一条来自三里坪的线路三北线，电网结构较好，供电可靠性较高，但无35KV备用间隔，不然亦可出线到曹家梁变电站。
河市变电站，金垭变电站和西外变电站35KV母线通过西河线，西金线，金河线形成环网，同时在金垭变电站有来自舵石鼓水电站的金舵线，供电可靠性高。
但由于供电半径较远，金垭赵家变电站电压质量教低，可由斌郎变电站35KV母线出一条线路到金垭或者赵家变电站，提高供电可靠性和电压质量。
2.2.2 主变保护与线路保护设备陈旧：主变：曹家梁变电站与赵家变电站主变均采用微机保护，可靠性高。